FACULTAD DE INGENIERÍA Y ARQUITECTURA

AUTOR:

Alarcón Moreno, Rommel Javier (ORCID: 0000-0002-7323-8277)

LÍNEA DE INVESTIGACIÓN:

FACULTAD DE INGENIERÍA Y ARQUITECTURA

ESCUELA PROFESIONAL DE INGENIERÍA MECÁNICA

ELÉCTRICA

“Estudio de coordinación de aislamiento para la

subestación eléctrica yungas 220 kv”

TESIS PARA OBTENER EL TÍTULO PROFESIONAL DE:

Ingeniero Mecánico Electricista

ASESOR:

Ing. Castro Antícona, Walter Miguel (ORCID: 0000-0002-8127-4040)

Generación, Transmisión y Distribución

TRUJILLO – PERÚ 2020

DEDICATORIA

Dedico el presente trabajo a mi madre por siempre motivarme a salir adelante y enseñarme a ser responsable, a mi hermana mayor y hermanos, que me han dado su apoyo cuando lo he necesitado.

Para mi esposa por motivarme a salir de mi zona de confort, alentarme a creer en mí, a mi hijo por varios fines de semana que no puede estar a su lado.

Muchísimas gracias a todos los integrantes de mi familia, sin algunos de ellos, no hubiera logrado cumplir este gran reto de terminar mi segunda carrera profesional.

AGRADECIMIENTO

Doy gracias a Dios, por darme salud y vida. A la Universidad César Vallejo y a todos

mis formadores, personas de gran

sabiduría que se han esforzado en brindarme lo mejor de sí.

A mi asesor, Mg. Walter Miguel Castro por su tiempo brindado durante la revisión y desarrollo de la presente tesis.

A la Dra. Maria Armas como docente universitaria, guía metodológica siempre dispuesta a ayudar.

Al Ing. Kamal Rafael Arreaza, amigo externo, que me enseñó como realizar el estudio de coordinación de aislamiento para la presente tesis.

Finalmente, para todas aquellas personas que formaron parte de mi segunda especialidad de esta bonita carrera.

Índice de contenidos

Índice de contenidos ... iv

Índice de tablas ... v

Índice de figuras ... vii

I. INTRODUCCIÓN ... 1

II.MARCO TEÓRICO ... 8

III. METODOLOGÍA ... 17

3.1. Tipo y diseño de investigación ... 17

3.2. Variables y Operacionalización ... 17

3.3. Población, muestra y muestreo ... 19

3.4. Técnicas e instrumentos de recolección de datos ... 19

3.5. Procedimientos ... 19

3.6. Método de análisis de datos ... 19

3.7. Aspectos éticos ... 19 IV. RESULTADOS ... 20 V. DISCUSIÓN ... 67 VI. CONCLUSIONES ... 70 VII. RECOMENDACIONES ... 71 REFERENCIAS ... 72 ANEXOS ... 76 Agradecimiento...iii Dedicatoria...ii Carátula...i

Índice de tablas

Tabla 1. Niveles de aislamiento estandarizados, Norma IEC-60071 Gama o Rango I (1kV˂Um 245

kV)... 11

Tabla 2. Se muestra las clases y formas de tensiones y sobretensiones. ... 13

Tabla 3. Tabla de operacionalización de variables ... 18

Tabla 4. Tensión base ... 21

Tabla 5. En la presente table de muestra los valores y niveles de aislamiento estándar para el Rango I (1kV˂Um 245 kV). ... 22

Tabla 6. Valores de Kd por rechazo de carga ... 24

Tabla 7. Valores de sobretensiones representativas de frente lento o maniobra ... 24

Tabla 8. Valores de Ue2 para extremo remoto y extremo local. ... 26

Tabla 9. Selección de las sobretensiones representativas por Maniobras. ... 28

Tabla 10. Factor A para líneas aéreas ... 32

Tabla 11. Factores de conversión de prueba para el Rango I ... 36

Tabla 12. Relación entre el nivel de soportabilidad al impulso tipo rayo y las distancias mínimas en el aire. ... 39

Tabla 13. Características Eléctricas y Ambientales operación del Proyecto ... 45

Tabla 14. Niveles protección para la selección de Pararrayos ... 46

Tabla 15. Elección de corriente nominal de descarga ... 49

Tabla 16. Selección de corriente de descarga para impulso tipo maniobra ... 49

Tabla 17. Determinación de la tensión máxima del sistema ... 51

Tabla 18. Valores de sobretensiones temporales ... 52

Tabla 19. Valores de sobretensiones representativas de frente lento Ue2 ... 53

Tabla 20. Resultado de los valores de sobretensiones representativas de frente lento Up2 ... 53

Tabla 21. Valores de sobretensiones representativas de frente lento para los equipos de entrada de línea y otros equipos ... 54

Tabla 22. Resultado del cálculo de sobretensiones temporales... 55

Tabla 23. Resumen de valores de factor Kcd para sobretensiones de frente lento ... 56

Tabla 24. Valores de sobretensiones de frente lento (Maniobra o Suicheo) ... 56

Tabla 25. Selección del tipo de línea ... 57

Tabla 26. Valores de sobretensiones de frente rápido ... 58

Tabla 27. Rresultados de Valores de tensiones soportadas especificadas (Urw) ... 61

Tabla 28. Factores de conversión de prueba para el Rango I ... 62

Tabla 29. Valores de tensión de soportabilidad de corta duración a frecuencia industrial (SDW) ... 62

Tabla 30. Valores de tensión de soportabilidad del impulso tipo rayo (LIW) ... 63

Tabla 31. Resumen de las tensiones soportadas especificadas mínimas ... 63

Tabla 33. Determinación de voltajes soportados de impulso tipo rayo de tasa estándar y mínimas de aire ... 65 Tabla 34. Valores mínimos de distancia fase – tierra y distancia fase – fase en el aire ... 66

Índice de figuras

Figura 1. Da a conocer el diagrama unifilar del proyecto concesión YANA, en la cual se indica la longitud de la línea de transmisión de la subestación Yungas, así como las subestaciones

asociadas. ... 5

Figura 2. Se muestra valores típicos de los diferentes sobrevoltajes ... 16

Figura 3. Pararrayos PEXLIM, partes y su diseño básico. ... 16

Figura 4. Organigrama para la determinación del nivel de aislamiento nominal o estándar ... 20

Figura 5. Rango de 2% de sobretensiones de frente lento en el extremo receptor debido a la energización y energización de la línea. ... 25

Figura 6. Relación entre los valores del 2% de las sobretensiones de frente lenta fase - fase y fase - tierra. ... 26

Figura 7. Kcd - Factor determinístico de coordinación ... 29

Figura 8. Método para encontrar factor determinístico de coordinación Kcd ... 29

Figura 9. Longitud equivalente del descargador de sobretensión ... 32

Figura 10. Determinación exponente m y la tensión de coordinación impulso de maniobra ... 34

Figura 11. Resumen de los valores de soportabilidad requeridos ... 38

Figura 12. Vista en planta general de la S.E. Yungas 220 kV ... 40

Figura 13. Se muestra la alimentación de llegada desde la subestación Yaros en 220 kV y la salida hacia la subestación Antamina en 220 kV... 41

Figura 14. Se muestra la salida de interconexión desde la subestación Yungas hasta la subestación Vizcarra en 220 kV. ... 42

Figura 15. Yungas 220 kV, diagrama unifilar de conexión al sistema. ... 43

Figura 16. Curva típica de sobretensión de pararrayos ... 48

Figura 17. Datos referenciales de pararrayos de 192 kV ... 50

Figura 18. En la presente figura se muestra el método del cálculo de sobretensión representativa ... 52

Figura 19. En la presente figura se muestra los valores Up2 ... 53

Figura 20. Determinación del Factor de coordinación de determinístico Kcd ... 55

Figura 21. Longitud equivalente del descargador de sobretensión ... 57

RESUMEN

En la última década la economía en el Perú se ha venido modernizando se ha observado el aumento de proyectos industriales, mineros y el requerimiento eléctrico del sector residencial se ha incrementado. El sector eléctrico en el Perú ha tenido un importante desarrollo. Tuvo un crecimiento medio cerca del 8% anual. Por ende, el estado peruano a través de la concesionaria eléctrica debe construir subestaciones nuevas y realizar ampliaciones de subestaciones existentes para reforzar y dar confiabilidad al sistema de transmisión en la zona centro del país. Las normas IEC-60071-1 y IEC- 60071-2, y su metodología descrita han sido imprescindible para efectuar el estudio de coordinación aislamiento para la subestación eléctrica Yungas.

De acuerdo con el análisis del estudio se determinó posibles sobretensiones que aparecen sobre la subestación Yungas. Por lo cual se tuvo que seleccionar

descargadores de sobretensión, como elemento de protección ante

sobretensiones, este procedimiento se realizó con las normas IEC 60099-4 y 60099-5.

Las sobretensiones a frecuencia industrial: con el valor de 460 kV fase-tierra (fase-fase= 460 kV* √3 = 796 kV) de la tabla 2 del estándar IEC 60071-1: 2019 se cubren tanto los voltajes de fase a tierra como los de fase a fase obtenidos en el estudio. Finalmente, las sobretensiones de frente rápido (Tipo Rayos): con el valor de 1050 kV de la tabla 2 del estándar IEC 60071-1: 2019, se cubren los voltajes de fase a tierra con respecto al aislamiento externo para los equipos en la entrada, también los que se encuentran dentro de la subestación, así como el aislamiento interno obtenidos en el estudio. Sin embargo, no se cubren los voltajes de fase a fase del aislamiento externo de todos los equipos, en la subestación cuyo valor obtenido es de 1355 kV para los equipos se encuentran ubicado en la entrada de la subestación y de 1108 kV en los equipos dentro de la subestación. Para solucionar este punto técnica y económicamente factible, por ser voltajes de fase a fase se incrementará

ABSTRACT

In the last decade, the economy in Peru has been modernizing, an increase in industrial and mining projects has been observed, and the electrical requirement of the residential sector has increased. The electricity sector in Peru has had an important development. It had an average growth of about 8% per year. Therefore, the Peruvian state, through the electricity concessionaire, must build new substations and carry out extensions to existing substations to reinforce and give reliability to the transmission system in the central area of the country.

Standards IEC-60071-1 and IEC-60071-2, and their described methodology have been essential to carry out the insulation coordination study for the Yungas electrical substation.

According to the analysis of the study, possible overvoltages that appear on the Yungas substation were determined. For this reason, surge arresters had to be selected as an element of protection against overvoltages, this procedure was carried out with the standards IEC 60099-4 and 60099-5.

Overvoltages at industrial frequency: with the value of 460 kV phase-earth (phase-phase = 460 kV * √3 = 796 kV) from table 2 of the standard IEC 60071-1: 2019 both phase-to-earth voltages are covered like those from phase to phase obtained in the study.

Finally, fast-front overvoltages (Lightning Type): with the value of 1050 kV from table 2 of the IEC 60071-1: 2019 standard, the phase-to-ground voltages are covered with respect to the external insulation for the equipment at the input , also those that are inside the substation, as well as the internal insulation obtained in the study. However, the phase-to-phase voltages of the external isolation of all the equipment are not covered, in the substation whose value obtained is 1355 kV for the equipment located at the entrance of the substation and 1108 kV in the equipment inside of the substation. To solve this technically and economically feasible point, since they are phase to phase voltages, this distance between the phases of the equipment will be increased according to table A1 of the IEC 60071-1: 2019 guide, which is shown in table 33.

I. INTRODUCCIÓN

La energía eléctrica que se obtiene en los generadores son elevadas en las subestaciones de salida a niveles de tensión de 500kV y 220kV apropiados para el transporte. En el sistema de distribución se invierte el proceso, reduciendo su tensión hasta niveles de 380 y 220 voltios adecuados para el consumo particular, comercial e industrial. Los sistemas de potencia pueden ser divididos en tres inmensos subsistemas: Generación, transmisión y distribución (Coto, 2002, p.3). La energía es un ingrediente básico para el crecimiento de la sociedad. Sin ella, las poblaciones viven en la opacidad, los servicios básicos como los centros educativos y médicos se ven gravemente afectados, y las organizaciones actúan bajo difíciles condiciones. Con la energía es posible la invención, las inversiones y las nuevas industrias que son los propulsores de nuevas oportunidades laborales y dan paso al crecimiento de economías enteras. En la actualidad, cerca de 1000 millones de individuos aún viven sin electricidad, y 100 millones más viven con un abastecimiento poco confiable e insuficiente (Banco Mundial, 2018).

La electricidad tiene diversas aplicaciones y usuarios, tales como: comerciales, industriales, poblacionales, las comunicaciones, los usos residenciales, etc. Con la electricidad nace el teléfono, sistemas de refrigeración mecánica y la radio, los cuales permiten el avance y desarrollo de vida en áreas inhóspitas del universo; el alumbrado en zona residencial y urbana, la extensión a 24 horas los horarios de trabajo del día y en consecuencia, el aumento de la fabricación comercial e industrial; las telecomunicaciones; las vías de comunicación urbanos tales como autobuses eléctricos y trenes; los avances industriales, así como el proceso químico (electrólisis), punto de partida en el cual se sustrae metales como el aluminio, desde la roca blanda Bauxita, entre gran cantidad de utilidad (Hall,2016). La subestación, se compone por aparatos en alta tensión, elementos de control, elementos de protección y medición, incluidos los materiales de las ducterías de los sistemas eléctricos, empleados en las áreas de las subestaciones eléctricas

Existen diversas subestaciones en el sector eléctrico, entre las cuales se puede resaltar 02 de ellas, la primera es la subestación convencional o abierta conocidas como subestaciones aisladas en aire (AIS – Air Insulated Substation), los equipos se colocan a la intemperie, de tal modo que su aislamiento con respecto a un nivel de tensión se consigue en el aire a presión atmosférica. La segunda es la subestación encapsulada también conocida como subestación aislada en gas (GIS – Gas Insulated Substation), en la cual sus elementos se colocan en tuberías de metal, de manera que su nivel aislamiento de tensión se consigue con un gas distinto del aire, generalmente SF6 a condiciones de presión, por arriba de la atmosférica (Mejía Villegas, 2016, p.3).

Los sistemas eléctricos la mayor parte del tiempo operan en modo permanente, por lo tanto, son diseñados para operar en el peor de los casos, a las que pueden permanecer sujetos, estas condiciones extremas normalmente ocurren en localizaciones transitorias, por tal motivo para un proyecto de sistema eléctrico de energía se debe demarcar las condiciones transitorias y no único por trato permanente (Vaca, 2011).

Una significativa perspectiva en la evaluación de fenómenos transitorios son los eventos de que a través de equipo físicos tangibles que pertenecen al sistema electrico pueden poseer distintas formas de representación a partir de la capacidad de la dificultad que se esté evaluando. De este modo, una LT ( linea de transmisión)“que transporta energia eléctrica puede ser referido igual que una sección de corta de barra, por una linea larga infinita o como una inductancia, capacitancia o resistencia”, similar manera un reactor ó transformador que pueden ser representados a través de una red de capacitancia, por una inductancia o por una combinación de los dos (Vaca, 2011).

Los transitorios pueden originarse por descargas atmosfericas, maniobras o fallas, alcanzando generar transistorios electromecanicos, sobre corrientes, sobre voltajes, apariencias de ondas anormales que impactan de manera considerable a la red eléctrica. Entonces las instalaciones eléctricas y equipos están propicios y expuestos a sobrevoltajes que pueden provocar fallas o averias y afectar su aislamiento (Vaca, 2011).

La evaluación de los sobrevoltajes es de elemental importancia, para tomar la determinación del valor de aislamiento, el cual se va elegir para los diferentes equipos del sistema eléctrico, por ejemplo los dispositivos y los medios de protección que es esencial instalar son llamados equipos primarios. A la elección de equipos de proteccion, estudios de sobretensiones, selección de aislamientos se le llama “Coordinación de aislamiento” (Vaca, 2011).

En el Perú las concesionarias eléctricas debe cumplir con el procedimiento N°20, el cual es un documento en donde se plantea los requerimientos, responsabilidades, disposiciones y procedimientos esenciales para la modificación, enlace y exclusión de instalaciones eléctricas al Sistema Eléctrico Interconectado (SEIN), como también el comienzo y cierre de la etapa de operación comercial (OC), para unidades, centrales de generación, ingreso de subestaciones de transmisión, conforme a las normas que reglamentan las competencias del COES (PR 20, 2013).

Los estudios de Pre-Operatividad (EPO) y operatividad (EO) se llevan a cabo en el Perú. La realización de los estudios de Pre-Operatividad (EPO) son de carácter obligatorio para reubicación de instalaciones y para nuevas instalaciones. En caso de proyectos de repotenciación, reconstrucción, remodelación y/o ampliación de componentes y equipos en instalaciones e infraestructuras existentes, la entidad privada el COES evaluará la entrega del EPO (COES, 2013).

En la región norte del país concerniente a la subestación eléctrica Chiclayo Nueva 500/220 kV, hicieron el estudio de coordinación aislamiento, en donde mencionan que los sistemas eléctricos de potencia están expuestos a sobretensiones de origen externos (descargas atmosféricas) e internos (maniobras, fallas monofásicas) que pueden afectar el aislamiento de los equipos, ocasionar grandes pérdidas económicas y provocar interrupción del servicio. Pronosticar la raíz de las sobretensiones, determinar con certeza su valor y conocer las características más relevantes son labores primordiales para una adecuada elección del aislamiento, para los bienes a cuidar estos aislamientos y procedimientos para

El (COES), mediante el informe COES/DP-SNP-035-2013: Categorización del Sistema de Transmisión, divide en 15 Áreas Operativas (AO) al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN). En ese sentido, las instalaciones comprendidas en esta investigación pertenecen al Área Operativa Centro (AOC) N° 7, 8, 9, 10 y 11(COES, 2013).

Con el objetivo de reforzar el sistema eléctrico en la parte central del país, además la deyección de generación excedente desde el distrito del Mantaro hasta Lima, satisfacer la demanda prevista y garantizar la eficiencia en la transmisión dentro del AOC, ingresará a este sistema dos proyectos, los cuales son: proyecto COYA “Enlace 500 kV Mantaro-Nueva Yanango (Campas)-Carapongo y Subestaciones Asociadas” y el proyecto YANA “Enlace 500 kV Nueva Yanango (Campas)-Nueva Huánuco (Yaros) y Subestaciones Asociadas”.

Las líneas de transmisión del proyecto YANA “Enlace 500 kV Nueva Yanango (Campas)-Nueva Huánuco (Yaros) y Subestaciones Asociadas”, tienen como ingreso previsto para el año 2021, el cual tendrá la siguiente configuración mostrada en la Figura Nº1, en ello se contempla las interconexiones de las líneas 5023, L-2158, L-2154 y L-1149 (SEIN).

Figura 1. Da a conocer el diagrama unifilar del proyecto concesión YANA, en la cual se indica la

longitud de la línea de transmisión de la subestación Yungas, así como las subestaciones asociadas.

Fuente: Consorcio Transmantaro S.A. (2019).

En base a todo lo comentado anteriormente, se puede decir que es sumamente importante realizar la coordinación de aislamiento para una subestación eléctrica de potencia (SEP), para ello la comisión electrotécnica internacional (IEC) cuenta con la norma IEC-60071 que nos permitirá realizar dicho estudio. Los valores de

que pueda ocurrir, condiciones atmosféricas, indicio de falla de equipo y salida de las líneas que serán enlazadas a la subestación a estudiar.

Por lo tanto, el presente trabajo tiene la finalidad de dar a conocer el “Estudio de Coordinación de Aislamiento para la Subestación Eléctrica Yungas 220 kV”, el cual pertenece al proyecto YANA “Enlace 500 kV Nueva Yanango-Nueva Huánuco y Subestaciones Asociadas” conforme a la recopilación, evaluación y revisión de datos requeridos para el análisis y estudio de eventos temporales, de tipo rayo y maniobra.

Para la coordinación de aislamiento y su estudio, se realizará cálculos de sobretensiones a través de unas ecuaciones matemáticas que se encuentran establecidas y respaldadas en la norma IEC 60071-2, identificar valores de aislamiento para equipos de patio, cálculos de las tensiones normalizadas y distancias de seguridad.

Debido a todo lo expuesto, la formulación del problema en la presente investigación seria: “¿Qué pasos, criterios y parámetros da las Normas IEC 1 e IEC 60071-2, para llevar a cabo el correcto estudio de coordinación de aislamiento de la subestación eléctrica Yungas?”

El presente trabajo de investigación presenta las siguientes justificaciones: teórica, metodológica y social.

La justificación teórica:

“

Las redes eléctricas e instalaciones pueden estar sometidas a sobrevoltajes que afecten a su aislamiento y causen averías o fallas. Los sobrevoltajes se originan como consecuencias de descargas atmosféricas, fallas y maniobras y su análisis es importante para determinar tanto el nivel de aislamiento con el que se deben elegir los elementos de un sistema como los medios o dispositivos de protección que son esenciales instalar”.

Bajo ese contexto se realizó el estudio de la coordinación de aislación para la subestación eléctrica Yungas 220 kV, respaldado en la Norma IEC 60071.

Los resultados facilitaron establecer el nivel de aislamiento para los equipos en 220 kV.

Justificación metodológica: La metodología con la que se realizó este estudio para la SE Yungas fue a base de las normas

“

IEC 60071-1 e IEC 60071-2”, a través de hojas de cálculo en Microsoft Excel.

Garantizando así el reciente estudio a través de una Norma estandarizada generando confiabilidad y seguridad.

Justificación social: El presente trabajo tiene por justificación social el estudio previo a la operación de la subestación eléctrica Yungas y su influencia directa a esta. Teniendo en claro que, al efectuar un adecuado estudio de coordinación de aislamiento se podrá garantizar la operación de energía eléctrica a los beneficiarios finales del equipamiento y también la permanencia del suministro al SEIN.

Basándose en la formulación del problema, para la investigación se presenta la siguiente hipótesis:

La realización de un estudio de coordinación de aislación de una subestación permitirá determinar la soportabilidad de los equipos de alta tensión en referencia a los esfuerzos de tensión que ocurren en el sistema eléctrico, considerando las características de los componentes de protección.

Dando solución al problema, se plantea el siguiente objetivo general:

Evaluar los parámetros que brinda la Norma IEC 60071, con sus publicaciones IEC 60071-1 e IEC 60071-2, para realizar el estudio de coordinación de aislamiento para la subestación eléctrica Yungas, asociado al proyecto eléctrico “Enlace 500 kV Nueva Yanango-Nueva Huánuco y Subestaciones Asociadas”.

Para lograr el objetivo general, se plantea los siguientes objetivos específicos: a) Descripción de la metodología para realización de la coordinación de

aislamiento.

b) Descripción de la instalación de la subestación eléctrica Yungas 220 kV. c) Determinar las características de los descargadores de sobretensión

(pararrayos) para una selección que se aplique en la subestación Yungas 220 kV.

II. MARCO TEÓRICO

El presente trabajo de investigación se sustenta a través de trabajos anteriores relacionados al asunto. Como también la revisión de teorías y enfoques conceptuales. Entre las cuales se nombran los siguientes antecedentes nacionales e internacionales sobre estudios, evaluación y análisis de la coordinación de aislamiento de subestaciones eléctricas (SEs):

Con respecto a estudios de coordinación de aislamiento, se encontró una tesis en la literatura, en el cual los autores (Díaz y Narváez, 2015), realizaron coordinación de aislamiento y evaluaron distancias eléctricas de una subestación eléctrica de 220 kV a 500 kV para altitudes que van de 500 - 5500 m.s.n.m. Se realizaron los cálculos guiándose por medio de la norma IEC 60071-2. No recomiendan inferir los resultados prácticos conseguidos en altitudes de 5000 m.s.n.m. a sitios con superior altitud. De acuerdo a ley de Pashen, en el cual se menciona que de acuerdo a la medida que baje la presión, se obtiene una menor rigidez dieléctrica, después, a mayores reducciones de presión, la tensión de disrupción eléctrica se vuelve a elevar.

Un autor (Arias, 2015), en su estudio aclara la sistemática para la modulación y simulación de transitorios para subestaciones de alta tensión (AT) 230 kV- 500 kV. Para lo cual utilizó software ATP y su interfaz gráfica ATPDRAW. También menciona que los parámetros eléctricos y geométricos de cada elemento del sistema, deben tenerse en cuenta para la simulación, la frecuencia de operación de la red y de los fenómenos transitorios a estudiar. En sus resultados adquiridos en cada simulación, se percibe que uno de los parámetros que más ayuda en la severidad del transitorio es el voltaje de la red, ya que los resultados más críticos que obtuvo fueron para la tensión de 500kV. Y como medida mitigación para estos fenómenos transitorios se menciona el uso de la resistencia pre-inserción, mando sincronizado, descargadores de sobretensión y capacitancias en simultaneo con los interruptores, ya que muestran ser muy eficaces en la reducción del impacto de las maniobras sobre el sistema.

En su trabajo de investigación los autores (Pilco y Rodríguez, 2016), desarrollaron el estudio de operatividad de la interconexión entre las barras en 138V de la Central Hidroeléctrica Machupicchu y Subestación Suriray. Para ello, desarrolló

tensiones en barra, cargabilidad de líneas, mediante el software Power Factory Digsilent 15.01. Llegó a la conclusión que la interconexión proyectada sería una vía de ecuación adyacente, dando mayor seguridad en la operación del sistema, garantizando la continuidad de servicio, evitándose de esta manera congestiones y sobrecargas en las líneas, ya que sin la existencia de dicha interconexión las cargabilidades en líneas obtenidas entre 95% y 106% encontrándose al límite de su capacidad, en contingencias las caídas de tensión sobrepasan el límite normado (2.5%), alcanzando valores de 3.06%, 2.68%, 2.72% entre otros, en cuanto a los perfiles de tensión de barras los más críticos oscilan entre 0.91 y 0.94 p.u; posteriormente al considerar la interconexión, las cargabilidades de las líneas se encuentra entre 52% y 57%, las caídas de tensión de las barras logran mantenerse en un rango aceptable de operación (0.95 – 1.05 p.u).

Se encontró otro autor (Torres, 2019), que en su trabajo de suficiencia para el nivel de media tensión, hizo la aplicación de la norma,

“

IEC-60071-2 y la IEC-60071-1” para la adecuada elección del grado de aislamiento para el suministro de equipos de la S.E. Raura en 33 kV y 10 kV. La metodología de su estudio está basada en la norma IEC-60071. Concluye instalar descargadores de sobretensión (pararrayos) en línea y en la subestación y ubicarlos junta al transformador, para la protección del equipo y una mejor coordinación de aislamiento, previniendo así que el aislamiento de los equipos expuestos a sobretensiones que pueda dañarlo. Recomienda que se realice el mantenimiento o el mejoramiento de la malla a tierra para mantener valores de medidas de ohmiaje de puesta a tierra bajos (≤10Ω), con el fin que los pararrayos funcionen sin inconvenientes. También se debe verificar las distancias de seguridad, por motivos de probables defectos a tierra o cebado de arco en medio de las fases de las disposiciones físicas de las SEs.

Una vez levantada la información, o mostrado los trabajos significativos en esta presente tesis, también se dará a conocer los conceptos, el que ayudarán a complementar la información y entender la tesis.

La Coordinación de aislamiento, es la elección de la rigidez dieléctrica para un

Descargas atmosféricas, se relacionan a las nubes de tormenta, esta clase de

nubes tienen en su interior sectores con carga eléctrica de signo distinto, llamadas medios de carga, manifestándose intensos campos eléctricos al interior de una misma nube, dentro de nubes y a través de nube y tierra. La descarga se genera cuando los campos sobrepasan el umbral el cual produce la ruptura del aire como dieléctrico (Mangano, Mauro y Suarez, 2015, p.1)

Aislamiento externo, consiste en distancias en el aire a través de las superficies

del aislamiento solido en contacto con el aire, que están sujetas a esfuerzos de la atmosfera y a los esfuerzos eléctricos (Mejía Villegas, 2006, p. 59).

Aislamiento interno, reside en la parte gaseosa, sólida y liquida del aislamiento

del equipo, ya que está protegida de los efectos de la atmosfera por las cubiertas del equipo (Mejía Villegas, 2006, p. 60).

Aislamiento auto regenerativo, es aquel que se repone completamente sus

propiedades de aislamiento luego de un flameo (Mejía Villegas, 2006, pág. 59).

Aislamiento no auto-regenerativo, es aquel que pierde sus propiedades de

aislamiento, o no las recupera completamente, luego de una descarga disruptiva (Mejía Villegas, 2006, p. 59).

Niveles de Aislamiento Normalizado, la rigidez dieléctrica de un aislamiento se

puede definir a través del nivel de aislamiento normalizado, el cual representa un conjunto de tensiones de soportabilidad normalizada asociado al voltaje más alto en condiciones permanentes (Um) a la que estará expuesto el equipamiento eléctrico (IEC-60071-1, 2006, p.23):

Se recomienda niveles de aislamiento normalizados para tensiones asignadas de los sistemas eléctricos, en dos tipos de rangos de sobretensiones, rangos I y II, que se detalla en las tablas 2 y 3, los niveles de aislamiento nominales, con su respectiva tensión normalizada soportada según la norma IEC-60071-1-2019, y ellos se encuentra en dos categorías: CATEGORÍA I: Tensiones (1 kV = Categoría I = 245 kV) y CATEGORÍA II: Tensiones (Categoría II = 245 kV).

En vuestro estudio se hará uso de la tabla 2, concerniente a los Niveles de Aislamiento Normalizado IEC-60071 Gama I (1kV < Um ≤ 245 kV), el cual se muestra en la tabla 1 del presente trabajo.

Tabla 1. Niveles de aislamiento estandarizados, Norma IEC-60071 Gama o Rango I (1kV˂Um 245

kV).

Fuente: Traducción libre de la norma IEC 60071-1, 2019, p. 22

Las metodologías empleadas para la gestión de aislamiento principalmente son: método determinístico y estadístico, sin embargo, se tienen combinaciones adoptadas de ambos métodos. La aplicación de algunos de los dos métodos va a necesitar de la información que esté a la mano y referente de las tensiones representativas, y de la instalación o del sistema en cuestión a ser evaluada.

Método determinístico, este método es usado para instalaciones nuevas cuando

no hay información estadística y porcentaje de averías de los equipos que se pondrá en funcionamiento. Con este método determinista el aislamiento de los equipos eléctricos deberá de ser dimensionados de tal manera que puedan soportar la sobretensión representativa más alta, de esta manera la tensión soportada del equipo debe ser superior a la sobretensión más alta que pueda aparecer en el sistema (Torres, 2019, p. 47).

Método estadístico, está basado en la frecuencia de ocurrencia de un origen

especifico, la distribución de posibilidades de sobretensiones que son de este origen y la probabilidad de descarga del aislamiento. Este método crea la probabilidad de encontrar el riesgo de falla a raíz de la probabilidad de descarga y combinación de los cálculos de sobretensiones (Zapata, 2013, p. 30).

Sobretensiones, son aquellos valores de tensión entre fase – tierra o fases, ya que su tensión nominal del sistema está debajo de su valor pico. Las sobretensiones se manifiestan externamente, se suscitan por fuera del sistema, teniendo como fuente principal las descargas atmosféricas, sin embargo, los de origen interno son provocados por sucesos que ocurren en el interior de una S.E., por ejemplo: cortocircuitos y maniobras voluntarias de interruptores

”

(Chuño, 2019, p. 22). Conforme a la Norma IEC 60071-1-2019 en la tabla 2, se tiene los siguientes registros de las sobretensiones según su duración y forma.

a) Tensiones permanentes (constante) a frecuencia industrial b) Pueden ser las sobretensiones transitorias de:

• Frente rápido • Frente lento • Frente muy rápido

c) Sobretensiones temporales

Las tensiones permanentes (constante) a frecuencia industrial, es la

periodicidad representativa, necesario a la operatividad del régimen en escenarios normales de maniobra. Es usual poseer cortes cambios de tensión con relación a la tensión nominal, a causa de cambios en la carga, en la generación y deyección de la operación y maniobra. Las transformaciones de tensión están limitadas por el NTCSE (“Norma Técnica de Calidad de Servicios Eléctricos”) y CNE (“Código Nacional de Electricidad”) en un - 5% y + 5% de la tensión nominal.

El aislamiento para los equipos de patio debe ser suficientemente capaces de resistir la tensión máxima de operación y maniobra frente a emergencias, dichas tensiones son 145kV – 245 kV - 550 kV, para las tensiones nominales en Perú 138 kV - 220 kV - 500 kV correspondientemente (Chuño, 2019, p.23).

La sobretensión temporaria, es una sobretensión que relaciona la fase – tierra y fases para una determinada zona del sistema, su característica más importante es su extensa permanencia con bajo amortiguamiento. Además, se les llama sobretensiones sostenidas porque que permanecen en el sistema, inclusive que sea alterado él mismo o hasta que se elimine el motivo que cedió el inicio a las sobretensiones (Chuño, 2019, p. 24). En la figura 2 se muestra los tipos de sobrevoltajes típicos en el sistema eléctrico.

Sus amplitudes para este tipo de sobretensiones son mínimos frente a las demás clases y tipos de sobretensiones, sin embargo, es decisivo en el diseño del aislamiento interno y externo de los equipos.

Las sobretensiones temporales frecuentemente son originadas por: • Fallas, y cortocircuito monofásico.

• Maniobras, por ejemplo, rechazo de carga. Es posible caracterizarlas por:

• Su amplitud puede ser menor a 1,5 p.u.

• Su tiempo de permanencia es superior a las decenas de milisegundos. • Su periodicidad (frecuencia) es menor, igual o mayor que la fundamental.

Las sobretensiones transitorias de frente lento surgen en un sitio del sistema, a causa de la operación de los equipos o debido a una perturbación en la red de forma brusca. Así mismo se le llama sobretensión de maniobra y por lo general es

de poca duración y fuertemente amortiguada. El término, de poca “duración” permite describir el tiempo de frente de cola y frente de onda.

De acuerdo con estos 02 parámetros se puede diferenciar entre las sobretensiones atmosférica y de operación (maniobra). De esta manera las sobretensiones con un tiempo de frente de 100 µs a 500 µs (se le asigna frecuencias dentro 2 kHz y 10 kHz), con 2500 µs como tiempo de cola, son consideras más o menos sobretensiones de maniobra (Chuño, 2019, p. 24).

La posibilidad que ocurra crece de acuerdo se incremente el valor de tensión para una red, el número de operaciones y fallas de operación dentro del sistema. La extensión está influenciada por la potencia de cortocircuito, por la configuración del sistema, y por las características de los equipos. A través de la compensación paralela, y de las resistencias de pre-inserción, pueden ser reducidas.

Sobretensiones de frente rápido, se les llama sobretensiones por descargas

atmosféricas. Se le conoce por tener muy poca duración, debido a varios microsegundos y frecuentemente logran picos de tensión por arriba de la nominal hasta 6 p.u. Los rayos son la causa frecuente de esta sobretensión, por impacto continuo o transversal.

La permanencia de las sobretensiones de frente de onda es hasta 20 µs

(que coinciden a 50 kHz como la frecuencia superior) con 50 µs como tiempo de cola son consideradas descargas(Chuño, 2019, p.26).

La ocurrencia de descargas atmosféricas en forma directa en las subestaciones es un suceso de baja posibilidad de ocurrencia, en símil con las líneas de transmisión (LT) en donde los sectores de exposición son superiores. Con el propósito de proteger que las fallas sean constantes, se ha aplicado a lo largo del tiempo (décadas) diferentes sistemas de protección entre ellos están: optimización del sistema de puesta tierra, colocar descargadores de sobretensión de líneas, las cadenas de aisladores deben ser aumentados su distancia, el apantallamiento a través de cable guarda debe instalarse y en ser el caso debe mejorarse.

Figura 2.Se muestra valores típicos de los diferentes sobrevoltajes Fuente: Escobar y Ruales, 2016, p.140.

Pararrayos o descargadores de sobretensión, dispositivos de seguridad de las

subestaciones eléctricas contra sobretensiones, ver figura 3. En un inicio se producían con resistencias no lineales de carburo de silicio (SiC), y descargadores, sin embargo, han sido desplazados por pararrayos en los últimos años y fabricados con resistencias no lineales de óxido de zinc (ZnO) sin descargadores” (Mejía Villegas, 2016, p.310).

Figura 3. Pararrayos PEXLIM, partes y su diseño básico.

III. METODOLOGÍA

3.1. Tipo y diseño de investigación

El tipo de investigación es aplicada, pues se realizaron los procedimientos de coordinación de aislamiento en base a los parámetros presentados por la Norma IEC 60071 para la subestación eléctrica Yungas 220 kV.

Se aplicaron los procedimientos sugeridos por la Norma para tensiones pertenecientes a la Gama I con valores mayores a 1 kV y menores a 245 kV, siguiendo cuidadosamente cada recomendación planteada a tener en cuenta para su desarrollo efectivo y confiable.

El nivel de investigación es no experimental, se presentará las características de un nivel explicativo, pues se emplearán conocimientos de la Normativa IEC

60071 con el fin de evaluar el comportamiento de los niveles de aislamiento en

función a los niveles de tensión de la subestación eléctrica Yungas 220kV.

3.2. Variables y Operacionalización 3.2.1. Variable Independiente

Factores y Parámetros de la Norma IEC 60071.

3.2.2. Variable Dependiente

Tabla 3. Tabla de operacionalización de variables

3.3. Población, muestra y muestreo 3.3.1. Población

Conjunto de subestaciones eléctricas del proyecto YANA (Yungas, Yaros, Tingo Maria, Chaglla, Amarilis).

3.3.2. Muestra

La subestación eléctrica de Yungas del proyecto YANA.

3.4. Técnicas e instrumentos de recolección de datos

Para este caso serán:

• Consulta de artículos, libros, internet, catálogos, etc. • Observación: material audiovisual, fotografías, etc • Entrevistas con especialistas relacionados al tema. • Recopilación de las normas IEC 60071.

• Recopilación de las normativas del MINEM, OSINERGMIN. • Recopilación de información de la transmisora CTM.

• Recopilación de la información del COES.

• Recopilación de la información del EPO del proyecto YANA.

3.5. Procedimientos

A través de la información de estudios previo-realizados en la Subestación, se procedió a la selección de los datos importantes para ser estudiados mediante la secuencia teórica planteada en el capítulo II (León, 2020).

3.6. Método de análisis de datos

El método para utilizar será por medio de análisis de Hojas de cálculo del software Microsoft Excel 2016, tablas, figuras.

IV. RESULTADOS

4.1. DESCRIPCIÓN DE LA METODOLOGÍA PARA REALIZACIÓN DE LA COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO.

A fin de determinar los valores de aislamiento para los equipos de la S.E. Yungas 220 kV, las solicitaciones de maniobra han sido desarrolladas mediante la figura 1 del estándar IEC-60071-1-2019 el cual se aprecia en la figura 4 del presente trabajo, utilizando el método estadístico, las solicitaciones temporales y tipo rayo con método determinístico de acuerdo con el procedimiento IEC 60071-1-2019. Ambos métodos se han complementado para seleccionar los aislamientos internos y externos.

Para una coordinación de aislamiento se debe tener en cuenta los siguientes pasos:

1. Determinar: las sobretensiones representativas – “Urp”.

2. Determinar: las tensiones de soportabilidad para coordinación – “Ucw”. 3. Determinar: las tensiones de soportabilidad requeridas – “Urw”.

4. Determinar: las tensiones de soportabilidad normalizadas – “Uw”.

4.1.1. PRIMER PASO, DETERMINAR LAS SOBRETENSIONES REPRESENTATIVAS (URP)

Es importante realizar este paso, para determinar cada tipo de tensiones y sobretensiones representativas.

El valor de la sobretensión representativa puede determinarse por: Un valor máximo estimado o un conjunto de valores de cresta o una distribución estadística completa de valores de cresta en este caso podría ser necesario tomar en consideración las características complementarias a las formas de sobretensión.

a) Tensión a frecuencia industrial

Para el presente estudio se considera el mayor voltaje de la red, en esta oportunidad compensa a la máxima de tensión de diseño para los equipos de patio Us = Um el cual se obtiene de la tabla 2 del estándar IEC60071-1 2019, con ello también se encuentra la tensión base (Ubase) del sistema, ver tablas 4 y 5.

𝑈𝑏𝑎𝑠𝑒 = 𝑈𝑠 ∗√2

√3 … … … … (1)

Dónde:

Us = Tensión de base Um = Tensión máxima

Tabla 5. En la presente table de muestra los valores y niveles de aislamiento estándar para el

Rango I (1kV˂Um 245 kV).

4.1.1.1. Sobretensiones Temporales

Se han considerado valores de sobretensiones de acuerdo a la sugerencia de la norma IEC 60071-2, dentro ellos se incluyen factores, que con llevan a resultados conservativos.

a) Sobretensiones por fallas a tierra

En ocasiones una falla a tierra para un punto determinado en el sistema lleva a un incremento la tensión fase – tierra, cual valor obedece al grado de aterrizamiento del sistema.

Se puede encontrar en el Anexo A de la norma IEC 60071-2: 2018, unas curvas para determinar el factor “k” que representa la sobretensión del sistema por fallas a tierra, este factor k va desde 1,2 hasta 1,7 en P.U lo cual depende de la efectividad y funcionamiento del sistema de puesta a tierra y se obtiene con las impedancias de secuencia positiva y cero que arroja el estudio de cortocircuito.

𝑈rp (p−e) = K * 𝑈𝑠

√3… … … … (2)

en dónde:

K = Factor de falla a tierra, ver IEC 60071 – anexo A Us = Tensión máxima del sistema en kV

b) Sobretensiones por rechazo de carga

Las sobretensiones temporales se dan a causa por el rechazo de carga en donde se genera las sobretensiones que perjudican el aislamiento fase – tierra y fase – fase, este tipo se encuentra en la sesión 4.3.2.3 de la IEC 60071-2: 2018.

- Fase - Tierra 𝑈rp (p−e) = Kd *𝑈𝑠

√3 … … … … (3)

- Fase - Fase 𝑈rp (p−p) = Kd * 𝑈s … … … … (4)

Los valores del valor Kd (factor de deslastre) pueden ser obtenidos a través de simulación del sistema en un software de transitorios electromagnéticos, sin

Tabla 6. Valores de Kd por rechazo de carga

Fuente: Traducción libre de la norma IEC 60071-2, 2018, p. 21

c) Sobretensiones representativas temporales (SRT)

Las SRT considerando las antecedentes fuentes no a un mismo tiempo son las mayores obtenidas entre las sobretensiones por falla a tierra y sobretensiones por rechazo de carga:

- Fase -Tierra_Urp (p - e)

- Fase – Fase_Urp (p - p)

4.1.1.2. Sobretensiones de frente lento o maniobra

La re-energización a partir del extremo remoto da como efecto los impulsos de sobretensión fase - fase Up2 y fase a tierra Ue2, elegidos de la IEC 60071-2. Las sobretensiones de frente lento para los equipos en la entrada de la línea y dentro de la subestación sin tener en cuenta los pararrayos son los siguientes, ver tabla 7:

Tabla 7. Valores de sobretensiones representativas de frente lento o maniobra

En dónde:

Ue2:

“

Valor de la sobretensión fase a tierra que tiene una probabilidad del 2% de ser excedido”.

Uet:

“

Valor de sesgamiento de la distribución acumulada de las sobretensiones fase a tierra”.

Up2:

“

Valor de la sobretensión fase a fase que tiene una probabilidad del 2% de ser excedida”.

Upt:

“

Valor de sesgamiento de la distribución acumulada de las sobretensiones fase a fase”.

La determinación de los valores Ue2 y Up2 será determinado por el método estadístico utilizando las figuras 3 y 4 que se encuentran en las secciones 4.3.3.2.2 y 4.3.3.2.3 de la norma IEC 60071-2: 2018, el cual se aprecia en las figuras 5 y 6 del presente trabajo.

Figura 6. Relación entre los valores del 2% de las sobretensiones de frente lenta fase - fase y fase - tierra.

Fuente: Traducción libre de la norma IEC 60071-2, 2018, p. 26

Los impulsos que alteran a los equipos que están al ingreso de la línea (extremo remoto) son diferentes de los que afectan los equipos dentro de la subestación (extremo local) por lo tanto en la figura 5 se obtienen los valores de Ue2 para extremo remoto (valores máximos de la barra en la figura 5) y los valores de Ue2 para el extremo local (valores promedio de la barra seleccionada en la figura 5). El procedimiento descrito se puede observar en la tabla 8. Con los valores de Ue2 para extremo remoto y local se encuentra en la figura 6 y se obtienen los valores respectivos de Up2.

Tabla 8. Valores de Ue2 para extremo remoto y extremo local.

Fuente: Autoría propia

4.1.1.3. SELECCIÓN DEL DESCARGADOR (VOLTAJES RESIDUALES Ups y Upl)

Durante la energización de la línea en el extremo remoto se genera sobretensiones. Para ello se debe instalar en la entrada de la línea descargadores de sobretensión, las características de protección son:

• El NPM = “Nivel de protección al impulso tipo maniobra – Ups, es similar a la máxima tensión residual para impulsos de corrientes de maniobra según IEC 60099-4”.

• El NPR = “Nivel de protección para el impulso tipo rayo – Upl, es la tensión máxima residual para un impulso atmosférico a la corriente nominal de descarga, según IEC 60099-4”.

Los valores de Ups y Upl se obtienen de la selección del descargador de sobretensión, utilizando la norma IEC 60099-4: 2014.

En la tabla 9 se muestra el esquema para la selección del voltaje representativo por maniobras (Urp).

4.1.1.4. SOBRETENSIONES REPRESENTATIVAS DE FRENTE LENTO

Las sobretensiones de frente lento (sobretensiones de maniobras), se obtienen comparando el voltaje residual del descargador (Ups) con los valores de Uet y Upt, según las reglas dadas en la tabla 9 El valor máximo de la sobretensión es igual al menor valor entre la tensión de truncamiento y el nivel de protección bajo impulso tipo maniobra del pararrayos.

Tabla 9. Selección de las sobretensiones representativas por Maniobras.

Fuente: Autoría propia

4.1.2 SEGUNDO PASO, DETERMINAR LAS TENSIONES DE SOPORTABILIDAD PARA COORDINACIÓN (UCW)

4.1.2.1. SOBRETENSIONES TEMPORALES

La SRT es igual a la tensión de soportabilidad de coordinación, por lo cual el Kc (Factor de coordinación) viene hacer igual a 1 según lo indicado en la sección 5.3.2.1 de la norma IEC 60071-2: 2018.

• Para la fase a tierra: Ucw = Urp. Kc………… (6) • Para la fase a fase: Ucw = Urp. Kc………… (7)

4.1.2.2. SOBRETENSIONES DE FRENTO LENTO (O MANIOBRA)

El cálculo de la tensión de soportabilidad se realiza multiplicando el valor máximo de la sobretensión representativa por el factor de coordinación determinista (Kcd), se halla de las relaciones de 2Ups/Ue2 para los valores fase – fase y Ups/Ue2 para los valores fase – tierra, en la figura 7 de la IEC - 60071-2 se da a conocer la relación.

Figura 7. Kcd - Factor determinístico de coordinación Fuente: Norma IEC 60071-2, 1996, p. 75

a) Factor de coordinación aplicado al nivel de protección del amortiguador de sobretensiones para obtener la tensión de fase a tierra resistente a la coordinación (se aplica también al aislamiento longitudinal).

b) Factor de coordinación aplicado al doble del nivel de protección del amortiguador de sobretensiones para obtener la tensión de resistencia de coordinación de fase a fase. Factor de coordinación determinístico, en la figura 8 la línea punteada de color rojo nos da el valor de Kcd: para fase a tierra y la línea punteada de color verde nos nada el valor de Kcd: para fase a fase.

Las ecuaciones para determinar el factor de coordinación determinístico serían de la siguiente manera:

Con relación a los equipos a la entrada de la línea: • Fase - tierra: 𝑈𝑝𝑠

𝑈_𝑒2

=

𝐾𝑐𝑑… … … … (8)

• Fase a fase:2 .𝑈𝑝𝑠

𝑈_𝑝2 = 𝐾𝑐𝑑… … … … (9)

Con relación a todos los otros equipos: • Fase -tierra:𝑈𝑝𝑠

𝑈_𝑒2 = 𝐾𝑐𝑑………… (10)

• Fase a fase:2 .𝑈𝑝𝑠

𝑈_𝑝2 = 𝐾𝑐𝑑… … … … (11)

Las tensiones de coordinación se determinan a través de las siguientes ecuaciones:

Con relación a los equipos a la entrada de la línea: • Fase a tierra: 𝑈_𝑐𝑤 = 𝐾𝑐𝑑* 𝑈𝑟𝑝 … … . . (12) • Fase a fase: 𝑈_𝑐𝑤 = 𝐾_𝑐𝑑* 𝑈_𝑟𝑝 … … … . . (13) Para cualquier equipo excepto a la entrada:

• Fase a tierra: 𝑈_𝑐𝑤 = 𝐾_𝑐𝑑* 𝑈_𝑟𝑝 … … … . (14) • Fase a fase: 𝑈𝑐𝑤 = 𝐾𝑐𝑑* 𝑈𝑟𝑝… … … … (15)

4.1.2.3. SOBRETENSIONES DE FRENTE RÁPIDO

El método estadístico simplificada de la norma IEC 60071-2 permite calcular la tensión mínima de soportabilidad de los equipos mediante la siguiente ecuación:

𝑈

_𝑐𝑤

= 𝑈

_𝑝𝑙

+

𝐴

𝑛

.

𝐿

𝐿_𝑠𝑝+ 𝐿_𝑎… … … … (16)

En dónde:

Ucw: Se le conoce como tensión soportable de coordinación al impulso

atmosférico en kilovolts (kV).

Upl: Se dice nivel de protección al impulso tipo rayo del pararrayos en

A: En la Tabla F.2 de la IEC 60071-2, se tiene el factor que detalla el comportamiento de la línea frente a las descargas eléctricas atmosféricas en kilovolts (kV).

n: Cantidad de líneas conectadas a la S.E., (n-1).

L: Distancia del pararrayo más cercano y equipo a proteger en metros (m). Para ello la IEC 60071-2 brinda la figura 8 para su cálculo, siendo de:

L = a1 + a2 + a3 + a4… … . . (17)

a1: Es la distancia de enlace del pararrayos a la línea, en m.

a2: Es la distancia de enlace a tierra del pararrayos, en m.

a3: Es la distancia del conductor de fase entre el pararrayos y el equipo a proteger para el aislamiento interno y para el aislamiento externo, en m.

a4: Es la distancia de la parte activa del pararrayos, en m.

Lsp: Es la distancia del vano de las líneas eléctricas de transmisión

externa a la S.E., en m.

La: Cálculo de la sección de línea aérea sobre la base de una tasa de salida igual a una tasa de falla admisible, Ra.

𝐿_𝑎= _𝑅𝑅𝑎

𝑘𝑚 … … . . (18)

Ra: Tasa de falla aceptable para el equipo.

Rkm: Tasa de fallas por año del primer kilómetro de línea desde

la subestación.

Los aislamientos fase – fase y fase a tierra son afectados por las sobretensiones de frente rápido.

En la norma IEC 60071-2, 2018 en su tabla F.2, se menciona el factor A para diferentes tipos de líneas aéreas ello se aprecia en la tabla 10 y en la figura 9 se muestra las longitudes de conexiones, con el cual se determina la longitud

Tabla 10. Factor A para líneas aéreas

Fuente: Traducción libre de la norma IEC 60071-2, 2018, pág. 254

Figura 9.Longitud equivalente del descargador de sobretensión Fuente: Traducción libre de la Norma IEC 60071-2, 2018, pág. 33

4.1.3. “TERCER PASO, EVALUACIÓN DE LAS TENSIONES DE SOPORTABILIDAD REQUERIDAS O ESPECIFICADAS (URW)

”

”

Para la determinación de las tensiones de soportabilidad se debe tener en cuenta dos factores de corrección, los cuales son:

• Ka:

“

Factor de corrección que toma en cuenta la altitud de la instalación”

• Ks: Factor de seguridad, compensan las diferencias en el montaje de los equipos

4.1.3.1. FACTOR DE SEGURIDAD

Se aplica para cualquier tipo de sobretensión como es el caso fase-fase y fase – tierra (frente rápido, temporal, frente lento). Sección 6.3.5 de la norma IEC 60071-2: 2018.

• Ks = “1,15, para un aislamiento interno” • Ks = “1,05, para un “aislamiento externo”

4.1.3.2. FACTOR DE CORRECCIÓN ATMOSFÉRICO

El factor de corrección atmosférico “Ka” está definido en el apartado 6.2.2 de la IEC 60071-2: 2018 por la siguiente ecuación:

𝐾𝑎 = 𝒆

𝒎 (

𝑯

𝟖𝟏𝟓𝟎)

_{… … . . (19)} En dónde:

H: Es el valor de altura sobre el nivel del mar (metros).

m: Valor del exponente 1,0 para las tensiones soportadas de coordinación a impulsos tipo rayo.

m: Valor que se consigue de la figura 10 de la IEC 60071-2 para la coordinación de las tensiones de soportabilidad al impulso de maniobra

m: valor de 1,0 para voltajes soportadas a frecuencia industrial de corta duración de distancias de aire y de aisladores limpios.

En la figura 10, las curvas a y c corresponden al aislamiento fase – tierra y fase – fase respectivamente.

Figura 10. Determinación exponente m y la tensión de coordinación impulso de maniobra

Fuente: Traducción libre de la Norma IEC 60071-2, 2018, pág. 206

4.1.3.3. TENSIONES DE SOPORTABILIDAD REQUERIDAS

Los niveles de soportabilidad requeridas son obtenidos a través de las siguientes ecuaciones:

• El U_rw =

“

U_{cw• Ks• Ka} para aislamiento externo"… … … . . . (20)" • El Urw =

“

Ucw_{• K}s para aislamiento interno"… … … . … … . … (21)"

“Para sobretensiones temporales:”

Aislamiento externo • Fase a tierra Urw=

“

Ucw_{• K}s_{• K}a "… … … . … … . … (22)" • Fase a fase Urw =

“

Ucw_{• k}s_{• k}a "… … … . . . … … . … (23)" Aislamiento interno • Fase a tierra Urw=

“

Ucw_{• K}s "… … … . … … . … (24)" • Fase a fase Urw =

“

Ucw_{• K}s"… … … . . . … . … . … (25)"

Para sobretensiones de frente lento:”

“

Equipo a la entrada de la línea”

“

Aislamiento externo”

•

“

Fase a tierra": U_rw =

“

U_{cw• Ks• Ka} "… … … . … … . … (26)" • Fase a fase ∶ Urw =

“

Ucw_{• K}s_{• K}a "… … … . . . … … . … (27)"

“

Para otros equipos”

“

Aislamiento externo” •

“

Fase a tierra": U_rw =

“

U_{cw• Ks• Ka} "… … … . … … . … (28)" • Fase a fase ∶ Urw =

“

Ucw_{• K}s_{• K}a "… … … . . . … … . … (29)" Aislamiento interno” • Fase a tierra ∶ Urw =

“

Ucw_{• K}s "… … … . … … … . . . . … (30)" • Fase a fase ∶ Urw =

“

Ucw_{• K}s"… … … . . . … … … … . … . (31)"

“Para sobretensiones de frente rápido:

”

“

Aislamiento externo” •

“

Fase a tierra": U_rw =

“

U_{cw• Ks• Ka} "… … … . … … . … (32)" • Fase a fase ∶ U_rw =

“

U_{cw• Ks• Ka} "… … … . . . … … . … (33)" Aislamiento interno • Fase a tierra ∶ Urw =

“

Ucw_{• K}s "… … … . … … … . . . . … (34)" • Fase a fase ∶ Urw =

“

Ucw_{• K}s"… … … . . . … … … … . … . (35)"

4.1.4. CUARTO PASO, EVALUACIÓN DE LAS TENSIONES SOPORTADAS NORMALIZADAS (UW)

En el rango 1 (hasta 245 kV) el nivel de aislamiento es normalmente descrito por la tensión soportada a frecuencia industrial y la tensión soportada al impulso tipo rayo. En la tabla 11 del presente trabajo, se muestra los factores de conversión requeridos, obtenidos de la Tabla 2 de la norma IEC 60071-2.

Tabla 11. Factores de conversión de prueba para el Rango I

Fuente: Traducción libre de la Norma IEC 60071-2, 2018, pág. 209

4.1.4.1.

“CONVERSIÓN A TENSIÓN DE SOPORTABILIDAD DE CORTA

DURACIÓN A FRECUENCIA INDUSTRIAL (SDW)”

“Equipo a la entrada de la línea” “Aislamiento externo”

• "Fase a tierra: SDW =“U_{rw• (0,6 +} Urw

8500)" "… … … . … . (36)" • "Fase a fase: SDW =“U_{rw• (0,6 +} Urw

“

Para otros equipos”

“

Aislamiento externo”

•

“

Fase a tierra: SDW =“U_{rw • (0,6 +} Urw

8500)" "… … … . … . (38)" •

“

Fase a fase: SDW =“U_{rw • (0,6 +} Urw

12700)" "… … … . . . … … … … . … (39)

“

Aislamiento interno”

•

“

Fase a tierra: SDW =“U_{rw • 0,5}""… … … . . … . … . (40)"

•

“

Fase a fase: SDW =“U_{rw • 0,5}""… … … . . . … … … . … (41)

4.1.4.2. “CONVERSIÓN A TENSIÓN DE SOPORTABILIDAD DEL IMPULSO TIPO RAYO (LIW)”

“Equipo a la entrada de la línea” “Aislamiento externo”

• "Fase a tierra: LIWL =“U_{rw• 1,3}""… … … . . … . … . (42)" • "Fase a fase: LIWL =“U_{rw• (1,05 +}Urw

9000)""… … … . . … . … . (43)" “Para otros equipos”

“Aislamiento externo”

• "Fase a tierra: LIWL =“U_{rw• 1,3}""… … … . . … . … . (44)" • "Fase a fase: LIWL =“U_{rw• (1,05 +}Urw

9000)""… … … . . … . (45)" “Aislamiento interno”

• "Fase a tierra: LIWL =“U_{rw• 1,1}""… … … . . … . … . (46)" • "Fase a fase: LIWL =“Urw_{• 1,1}""… … … . . … … . . … . … . (47)"

*Caso más crítico para aisladores limpios y húmedos

normalizados de aislamiento que corresponden a un sistema con una tensión máxima Um, estos niveles de aislamiento podrán cubrir cualquier aislamiento externo e interno fase/fase y fase/tierra.

En el rango I, los valores requeridos de soportabilidad al impulso de maniobra fase/tierra son protegidos por la prueba de breve durabilidad a frecuencia industrial. Los “valores de soportabilidad al impulso de maniobra fase a fase” son cubiertos por la prueba de breve durabilidad a frecuencia industrial o por la prueba de soportabilidad al impulso tipo rayo, en la figura 11 se visualiza el resumen de los valores de “soportabilidad requeridos”.

Figura 11. Resumen de los valores de soportabilidad requeridos

Fuente: Autoría propia

4.1.5. “DISTANCIAS MÍNIMAS EN AIRE”

Las longitudes en el aire entre fase - fase y fase a tierra son evaluadas a través de su nivel de aislamiento al impulso tipo rayo tomado del numeral anterior, evidenciando las mínimas distancias en el aire para los equipos de rango I según IEC 60071-1: 2019 tabla A1 - Anexo A. Asimismo en la tabla 12 del presente trabajo se muestra los voltajes estándares de resistencia al impulso del tipo rayo siendo aplicados de fase a fase y de fase a tierra.

Tabla 12.Relación entre el nivel de soportabilidad al impulso tipo rayo y las distancias mínimas en el aire.”4

Fuente: Traducción libre de la Norma IEC 60071-1, 2019, pág. 30

4.2. DESCRIPCIÓN DE LA INSTALACIÓN DE LA S.E. YUNGAS 220 kV

En la figura 12, se muestra el plano de disposición física de la subestación eléctrica Yungas 220 kV, en él se muestra el equipamiento de dicha subestación. Es una instalación del tipo GIS a la cual le llega una alimentación desde la subestación Nueva Huánuco (Yaros) con las siguientes características: Simple terna de 100 km de longitud, tensión de 220 kV, capacidad de 450 MVA y que salen dos alimentaciones una hacia la subestación Antamina y otra a la subestación Vizcarra, ambas de 0,5 km de longitud, los cuales se muestran en las figuras 13 y 14. Por lo antes expuesto la línea que será considerada para la evaluación de sobretensiones de origen externo será la procedente de la Subestación Nueva Huánuco (Yaros), el cual se aprecia en el diagrama unifilar de la figura 15.

Figura 12. Vista en planta general de la S.E. Yungas 220 kV Fuente: Siemens, 2020

Figura 15. Yungas 220 kV, diagrama unifilar de conexión al sistema.

Fuente: Compendio de proyectos - Osinergmin, 2018, p. 38.

La tecnología GIS de la S.E. Yungas, será de doble barra y tendrá un seccionador de transferencia, conteniendo las siguientes instalaciones:

- Una celda de conexión de línea, hacia la subestación eléctrica Vizcarra. - Una celda de conexión de línea, hacia la subestación eléctrica Antamina. - Una celda de conexión de línea, hacia la subestación eléctrica Nueva Huánuco

(S.E. Yaros).

- Celda de acoplamiento.

- Sistemas secundarios: protección, medición, control y comunicaciones,

servicios auxiliares, puesta a tierra, etc.

- Sistemas de barras y pórticos.

- Previsión de espacio para celdas futuras en total 8.

- No se tiene conjeturado la implementación de algún transformador de

potencia.

- Tensión máxima: 245 kV (del sistema)

- Tipo de estructura de soportes: Acero galvanizado (Celosía Autosoportada)

- Tipo de conductor para conexión de línea: ACAR 800

- Número de conductores para conexión por fase: 2

- Tipo de cable de guarda: Uno (Tipo OPGW), de 36 fibras, de 107,5 mm2 de sección y otro cable Dotterel, de sección nominal 141,9 mm2.

TRAMO NUEVO YUNGAS - VIZCARRA 220 kV (L-2159) - Longitud de línea aproximada: 0,94 km

- Número de ternas: 1

- Tensión nominal: 220 kV (Tensión operación)

- Tensión máxima: 245 kV (del sistema)

- Tipo de estructura de soportes: Acero galvanizado (Celosía Autosoportada)

- Tipo de conductor para conexión de línea: ACSR 1033

- Número de conductores para conexión por fase: 1

- Cable de guarda: Dos (tipo OPGW), de 36 fibras, de 107,5 mm2 de sección.

TRAMO NUEVO YUNGAS - ANTAMINA 220 kV (L-2286) - Longitud de línea aproximada: 0,94 km

- Número de ternas: 1

- Voltaje nominal: 220 kV (Tensión operación)

- Tensión máxima: 245 kV (del sistema)

- Tipo de estructura de soportes: Acero galvanizado (Celosía Autosoportada)

- Tipo de conductor para conexión de línea: ACSR 1033

- Número de conductores para conexión por fase: 1

4.2.1. CRITERIOS TÉCNICOS DE DESEMPEÑO

De acuerdo con el procedimiento técnico 20 del COES - PR-20 - se tienen los siguientes criterios técnicos de desempeño:

Para la Tensión:

- En Estado Normal: debe cumplir y estar dentro del rango de más y menos del 5 % de los voltajes nominales para el equipamiento de la S.E, teniendo como equipo principal los transformadores de potencia. Además, para las barras del sistema de transmisión, los estados normales de las tensiones pueden estar en el rango de 2,5 % de las tensiones de operación.

- El Estado de Emergencia: debe conservar un valor de tensión entre 0,9 y 1,10 p.u. del voltaje de maniobra, íntegro las barras, con un voltaje nominal de: 220 kV y 500 kV. Debe mantenerse en el rango de: 0,9 y 1,05 p.u. del voltaje de maniobra en todas las barras con voltaje menor o igual: 138 kV.

Para la Sobrecargas:

- En Estado Normal: las sobrecargas no son aceptables tanto en

transformadores de potencia como en líneas.

- En Estado de Alerta (Contingencia N-1): transformadores y líneas: la sobrecarga aceptable en líneas será de 20%, no se acepta sobrecargas en transformadores de potencia.

4.2.2. Características Eléctricas y Ambientales del Proyecto

En la tabla 13 se mencionan los datos generales para la S.E. Yungas. Tabla 13. Características Eléctricas y Ambientales operación del Proyecto

4.3. DETERMINAR LAS CARACTERÍSTICAS DE LOS DESCARGADORES DE SOBRETENSIÓN (PARARRAYOS) PARA UNA SELECCIÓN QUE SE APLIQUE EN LA SUBESTACIÓN YUNGAS 220 KV.

4.3.1. SELECCIÓN DE PARARRAYOS

La selección del descargador se realiza con la norma IEC 60099-4 2014. El procedimiento consiste principalmente en determinar los voltajes residuales del descargador de sobretensión para maniobras (Ups) y para descargas atmosféricas (Upl), en la tabla 14 se define lo que es SIPL y LIPL.

Tabla 14. Niveles protección para la selección de Pararrayos

Fuente: Autoría Propia

4.3.2. TENSIÓN DE OPERACIÓN CONTINUA (TOC) DEL DESCARGADOR DE SOBRETENSIÓN Uc

El voltaje de operación continua es la tensión en la cual el descargador de sobretensión se encuentra en circuito abierto y en condiciones normales de operación.

Uc, min ≥

1.05 𝑥 𝑈_𝑚

√3 Efectivo y conectado a tierra